Transporte.docx

TRANSPORTE Los fluidos producidos en campos con facilidades y/o plantas de tratamiento, deben ser transportados hasta las refinerías, plantas petroquímicas o mercados de consumo. La construcción de un ducto supone una gran obra de ingeniería y por ello, en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de estudios económicos, técnicos y financieros con el fin garantizar su operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente. MEDIOS DE TRANSPORTE



Petróleo: aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza mundialmente sobre todo dos medios de transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los petroleros de gran capacidad. En Bolivia se emplean los oleoductos y los camiones cisternas.



Gas Licuado de Petróleo: en nuestro país es transportado en poliductos y en camiones cisternas especiales que resisten altas presiones.



Gas Natural: es transportado por gasoductos. En Bolivia tenemos una red de transporte por ductos que se muestra a continuación: La red de transporte de gas, gasoductos, se divide en dos sistemas: Norte y Sur. El Sistema Norte conecta las ciudades de La Paz, Oruro, Cochabamba y Santa Cruz, con una longitud total de 1.270 Km. Este sistema tiene una capacidad de transporte de 6 millones de metros cúbicos al día (MMmcd). El Sistema Sur atiende las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija con una longitud total aproximada de 1.700 Km. El tramo más importante de este sistema nace en Yacuiba, ducto de 36 pulgadas de diámetro, 440 Km. de longitud hasta Río Grande (Santa Cruz), cabecera del gasoducto Bolivia – Brasil. La capacidad de transporte del Sistema Sur es de 7,2 MMmcd. La Red de transporte de líquidos, oleoductos, cubre el centro y sur de Bolivia, se divide en. cuatro subsistemas: Norte, Sur, Central y Occidental. La capacidad instalada de transporte de esta Red es de 55 mil barriles/día (bpd).

El Sistema Norte se extiende desde la localidad de Carrasco a las ciudades de Santa Cruz y Cochabamba, transportando petróleo crudo y condensado. La extensión de este Sistema es de 693 Km. y tiene una capacidad de transporte de 28.000 bpd (OCSC, ONSZ-1, ONSZ-2). El Sistema Sur se extiende desde Yacuiba a Santa Cruz transportando principalmente petróleo crudo, Gas Licuado de Petróleo (GLP) y Diesel Oil de importación. Tiene una extensión de 977 Km. y una capacidad de transporte de 18,000 bpd (OCSZ-2, OCY-1, OCY-2). El Sistema Central se extiende desde Santa Cruz a Cochabamba transportando principalmente petróleo crudo, GLP y Diesel Oil. Este sistema tiene una extensión de 493 Km. y una capacidad de transporte de 27,500 bpd (OSSA-I).

 PRODUCCIÓN DE GAS DE SÁBALO Y SAN ALBERTO BAJÓ HASTA EN 15% La producción de gas natural de Sábalo cayó de 18,53 MMmcd a 16,38 MMmcd, y de San Alberto de 7,38 a 6,26 MMmcd. Ambos contribuyeron con 22,64 MMmcd.

ECONOMIA viernes, 21 de julio de 2017 · 03:00 La producción neta de gas natural de los megacampos Sábalo y San Alberto, en el sur del país, disminuyó en hasta 15,17% en 2016. Ambos yacimientos en 2015 producían 25,91 millones de metros cúbicos de gas día (MMmcd), pero en 2016 el volumen se redujo a 22,64 MMmcd, según las estadísticas por actividad económica publicadas por el Instituto Nacional de Estadística (INE). La producción de San Alberto reflejó un descenso de 15,17%, según datos comparativos entre 2015 y 2016, y de Sábalo en 11,6% (ver gráfica). Ambos campos, ubicados en Tarija, aportaron con el 39% de los 57,93 MMmcd de gas que se produjo en el país el año pasado en las diferentes regiones. A diferencia de los dos anteriores, el bloque Margarita-Huacaya, ubicado entre Tarija y Chuquisaca, incrementó su producción de 17,82 MMmcd, en 2015, a 18,19 MMmcd, es decir un 2,07% más. El campo Margarita fue descubierto en 1997, comenzó a producir gas Repsol. Desde 2012 su caudal está unido a Huacaya.

en 2004 y es operado por

Asimismo, el pasado año entró en producción Incahuasi-Aquío, en Santa Cruz, con 1,95 MMmcd. Es operado por las empresas Total, Gazprom y Tecpetrol. Ese volumen hizo que el total producido en el país no caiga mucho más con relación a 2015, que cerró con 60,27 MMmcd de gas. Los otros campos, como Bulo Bulo, Itau, Río Grande y otros, también redujeron su oferta. 

LA IMPORTANCIA

En junio de 2016, este medio informó que la producción del megacampo San Alberto declina. Este es considerado como el yacimiento que volvió a poner a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los años 90. Fue el escenario del anuncio de la Nacionalización del Gobierno en 2006. Su aporte a la oferta total llegó a significar el 31%, pero en la actualidad alcanza a 11%. En 2014 su producción fue 9,19 MMmcd, pero en 2016 sólo entregó 6,26 MMmcd. Las reservas de gas natural de San Alberto fueron descubiertas en 1990. En 1999 la compañía DeGolyer & MacNaughton certificó una reserva probada de 5,3 trillones de pies cúbicos (TCF), según la revista Petróleo&Gas de la CBHE. El campo es operado por Petrobras. En el caso de Sábalo la producción bajó de 18,53 MMmcd, en 2015, a 16,38 MMmcd en 2016.

En 1998 comenzó la perforación y exploración en el bloque San Antonio (Sábalo). La producción arrancó en 2003 y a la fecha cubre con el 28,3% de la demanda nacional de gas. En junio de 2016, la Confederación Nacional de la Industria (CNI) de Brasil y de la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía (Abrace), en su análisis, advirtieron que la declinación de los tres megacampos de gas natural de Bolivia, localizados en el Chaco, se acentuará entre 2022 y 2024. En general, reveló que el descenso de la producción anual de San Alberto, Sábalo (San Antonio), MargaritaHuacaya y otros pequeños campos, en el próximo quinquenio, estará en el orden del 5%, en promedio. Luego de ese periodo tendrá una acelerada baja a un ritmo del 10% por año. El estudio, publicado en la revista brasileña Valor Económico, aclara que la falta de información y estimaciones públicas de la curva de producción de gas natural en Bolivia obligó a hacer algunas proyecciones sobre el futuro de la producción de las principales zonas productoras de Bolivia. 

EN DOS AÑOS LA EXTRACCIÓN DEL ENERGÉTICO EN EL PAÍS CAYÓ EN 4,7%

Después de alcanzar un récord de 60,78 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en 2014, la producción de gas natural el año pasado disminuyó a 57,93 MMmcd, es decir un 4,7% menos, según revela el reporte del Instituto Nacional de Estadística (INE). En el informe oficial señala que la producción promedio de gas el anterior año fue 746.711.940 miles de pies cúbicos, cuyo dato convertido en millones de metros cúbico día es igual a 57,93 MMmcd. En diciembre de 2016, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, afirmó que en el sector hidrocarburífero se destacó una producción que superó los 60 MMmcd. A principios de este año, YPFB informó en Tarija, durante su informe de rendición de cuentas, que el 2016 se prevé cerrar con una producción nacional de 60,37 MMmcd, tomando en cuenta que se concluyó el trabajo en 13 pozos para su explotación. sin embargo, el volumen fue inferior, según el INE. En abril pasado, el Banco Central de Bolivia, en su informe de Política Monetaria, atribuyó el descenso de la producción que se registró en 2016 principalmente a la menor demanda externa de gas natural por parte de Brasil debido a la desaceleración de su sector industrial y a su mayor producción hidroeléctrica (fuente alternativa a la termoeléctrica que funciona con base al gas natural). A la menor oferta también incidió los trabajos de mantenimiento del campo Margarita.